Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 [ 51 ] 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Общий характер кривых т() и т*() указывает, что коэффициент вытеснения взаиморастворимых жидкостей различной вязкости существенно зависит от размера образца пористой среды и от соотношения вязкостей Цо = Цр/Цн-

Данные экспериментов [12] показали, что для того, чтобы ошибка в определении т* не превышала 5 % (по отношению к максимальному значению), следует пользоваться моделями примерно следующей длины:

I > 4 м при Ро = 1;

I > 20 м при Но = 2,5;

I > 30 м при Ро = 5.

Объем закачки до полного вытеснения V также зависит от длины модели. Анализ зависимостей коэффициента вытеснения до прорыва (т) и объема нагнетания до полного вытеснения (V.) показывает, что с увеличением длины образца т* возрастает, а V„-i уменьшается. Однако полной стабилизации кривых т*() и V., даже на длине I = 50 м не наблюдается. В промысловых условиях расстояния между скважинами обычно больше 50 м. Поэтому однородном пласте значения коэффициента т будут выше, а значения V„=i ниже величин, полученных в ходе экспериментов.

Коэффициент охвата

Коэффициент охвата пласта определяется отношением объема порового пространства, охваченного вытеснением, к полному объему порового пространства разрабатываемой оторочки (участка).

Коэффициент охвата зависит от объема закачанного вытесняющего флюида, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, начального положения водонефтяного и газонефтяного контакта, характера и степени неоднородности коллекторских свойств пласта. В первом приближении коэффициент охвата О) может быть представлен как произведение коэффициентов охвата по разрезу (Р,) и по площади (Pj) пласта.

Первый из них представляет долю пласта, охваченную процессом вытеснения, при условии, что ряды скважин заменяются галереями.

Коэффициент площадного охвата (Pj) учитывает дополнительные потери нефти, связанные с образованием застойных зон, и зависит от принятой схемы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин и от коэффициента подвижности М:

Д1 (2.15)

где к, и к„ - фазовые проницаемости вытесняющего агента и нефти соответственно; ц, и Ри - вязкости вытесняющего агента и нефти соответственно.

На рис. 2.40 показаны значения коэффициента охвата по площади, полученные разными исследователями для элемента пятиточечной системы [28]. Следует отметить, что в большинстве случаев удовлетворительное соответствие получается при коэффициенте подвижности М < 1. Однако при М > 1 обнаруживается большое расхождение между приведенными данными. На рис. 2.40 приведены четыре кривые при М > 1. Эти кривые отве-

Д.----

Д----

100 М

Рис. 2.40. Зависимость коэффициента охвата по площади 2 от коэффициента подвижности М при прорыве жидкости для регулярной пятиточечной системы (по Крейгу)

Рис. 2.41. Зависимость конечной нефтеотдачи от объема закачанного вытесняющего агента (по Заксу):

if - закачка воды; 2 - закачка пропана и газа; 3 - последовательная закачка пропана, газа и воды; 4 - прорыв

О 12 3

Суммарное значение рабочего агента, поровые объемы

чают различным данным, полученным экспериментально в указанном интервале изменения коэффициента подвижности. Замеренные значения коэффициента Р2 по площади при прорыве для М = 3, например, лежат в диапазоне 0,52-fO,66.

Несмотря на чрезвычайно высокую степень вытеснения нефти из пор, в которых движется растворитель (пропан), нефтеотдача, как это видно из рис. 2.41, обычно бывает почти такая же, как и при вытеснении нефти водой. Объясняется это тем, что, хотя вытесняющая способность воды намного ниже, чем у пропана, коэффициент охвата пласта при вытеснении нефти водой выше, чем при вытеснении пропаном [28].

Для определения коэффициента охвата по площади можно использовать графики (рис. 2.42 - 2.45) для различных площадных систем заводнения, приведенных в работе [28].

Коэффициент охвата по разрезу пласта в значительной степени определяется характером и степенью неоднородности коллектора. Очевидно, что пласт-коллектор может быть неоднороден по всем важнейшим свойствам, таким как проницаемость, пористость, содержание связанной воды.

Рохв

0.б1-0,41-

Рис. 2.42. Коэффициент охвата

Vg„ - вытесняемый объем, pai ние объема пор элемента и коэ

вытеснения

[ системе.

viy на произведе-

.100

60 40

\l60\ 80\

0,1 в

1,0 10 100 м

о

6-«

100 м

10 м

§• 90 §• 80 70 I 60

0,1 1,0 10 М

Рис. 2.43. Зависимость по площади при прорыве от коэффициента подвижности М для:

а - регулярного лобового рядного заводнения при L/2o = 1; б - регулярной шахматной рядной системы при L/2o = 1; в - нормальной (/) и обращенной (2) пятиточечной системы; г - регулярной нормальной семиточечной системы; Э - регулярной обращенной семиточечной системы

4321